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华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-12-03 6.02 8.10 46.74% 6.11 1.50%
6.11 1.50% -- 详细
全国布局的优质火电公司,前三季度归母净利大增171%。华能国际是全国最大的火电上市公司,控股装机容量达105991MW。近年来公司营收稳步增长,清洁能源快速发展,供电煤耗和厂用率逐渐下行。公司火电大机组、热电机组数量多,电力市场化程度逐渐提高背景下,未来议价能力强。2019年煤价不断下行,公司盈利大幅度改善,前三季度归母净利大增171%。 用电量长期增长趋势不变,电价新政影响电价约为1%。目前三产和居民用电快速增长拉动整体用电量持续增长;我国电气化率仍将持续提升,经济增长保持6%的增速,预计未来3年我国用电量将保持5%左右增速。预计未来三年存量火电利用小时数仍有上升空间,2020年利用小时数预计提升66小时。市场化交易比例提升情况下,公司火电价格保持坚挺,“基准+浮动”新政策下,预计煤电整体电价下行约1%。 预计2020年煤价下跌50元/吨,完全可抵消新政影响。我国动力煤产量、进口增速大于火电发电量增速,供需处于宽松状态。经济增速下行,煤炭总体需求下滑;国内外动力煤差价持续扩大至80元/吨以上,进一步对国内动力煤价格形成压力。我们预计2020年煤炭均价下跌50元/吨,完全可以抵消新政影响。按照度电煤耗306克/千瓦时计算,则度电煤炭成本降低3.6厘钱。因此煤价下跌11.8元可以完全抵消新政策对华能国际煤价的影响。公司煤价和全国电煤价格指数相关度高,我们测算如果全国电煤价格指数下降40元,公司2019年净利润增加26.26亿元(109%)。 估值有望提升,19年股息率有望达到4.6%。目前公司PB估值仅1.15倍,处历史低点。电价制度改革后,火电成本端的传导将更顺畅,盈利将更稳定,估值水平有望回归公用事业属性,预计提升至1.4-1.6倍。公司2019年度分红宣布后,A股股息率将超过4.6%,港股股息率将超过7%。 投资建议 我们预计2019-2021年公司营业收入、归母净利、EPS分别为1734.83/1767.89/1844.76亿元、59.51/79.55/91.83亿元,0.38/0.51/0.59元。对应PE和PB分别为15.8/11.8/10.2倍、1.03/0.97/0.91倍。给予公司19年1.4倍PB,目标价8.1元,首次覆盖,给予“买入”评级。 风险提示 新政策下煤电电价大幅下跌风险;动力煤价格下降幅度不及预期风险;用电量大幅度放缓风险;限售股解禁的风险;资产减值超预期风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-12-02 6.00 -- -- 6.13 2.17%
6.13 2.17% -- 详细
电价:风险可控,“基准+浮动”打开想象空间。已经沿用了十六年的煤电标杆电价+联动机制如期谢幕,2020年起“基准+浮动”机制登场。虽然市场对于2020年只降不升的政策压制持悲观态度,但我们认为浮动机制有望逐步理顺上、中、下游的价格传导机制和利益分配格局,打开电价的想象空间。观察广东和江苏的价差和让利情况,可见市场化对于发电企业的影响并不会大到难以控制的地步。 煤价:回归绿色区间,浮动机制传导压力。全年电煤价格呈现前高后低的走势,并在近期回归绿色价格区间内。在经济增长放缓的趋势下,作为供给侧的煤炭面临着需求和价格同步下行的风险,作为需求侧的火电话语权也有望逐步增强。浮动电价机制打通了电煤价格在上网电价中的传导路径,在将计划电量转为市场化定价、且2020年不允许上涨的政策导向下,电煤价格仍有进一步下行的空间。 利用小时:水、核压制渐消,东南沿海回暖。上半年用电需求疲弱叠加水电高出力、核电装机增长带来的强势表现,压制了火电的出力,但三季度起水电出力回落、火电出力提升。2019年夏季全国主要流域的来水及蓄水情况不佳,东南沿海地区用电需求回暖有望提升当地机组利用小时。 投资建议:公司前期受其他电源出力压制、机组所在地区用电需求疲弱等因素的影响,盈利修复进度略低于预期;且电价新政使得市场对整个火电行业的前景产生疑虑。但通过对火电盈利三要素的分析可知,2020年电价风险总体可控、煤价下行趋势有望持续、利用小时大概率改善,公司作为火电龙头,将受益于火电行业整体复苏。根据电价、煤价、利用小时的情况调整对公司的盈利预测,预计19/20/21年EPS为0.33/0.47/0.51元(前值0.33/0.41/0.45元),对应11月27日收盘价PE分别为17.8/12.6/11.6倍;考虑到公司对分红率的承诺,按照70%分红率预测,对应股息率3.9%/5.5%/6.1%。我们上调公司评级由“中性”至“推荐”。 风险提示:1、利用小时下降:电力工业作为国民经济运转的支柱之一,供需关系的变化在较大程度上受到宏观经济运行状态的影响,将直接影响到发电设备的利用小时数。2、上网电价降低:下游用户侧降低销售电价的政策可能向上游发电侧传导,导致上网电价降低;随着电改的推进,电力市场化交易规模不断扩大,可能拉低平均上网电价。3、煤炭价格上升:煤炭优质产能的释放进度落后,且安监、环保限产进一步压制了煤炭的生产和供应,导致电煤价格难以得到有效控制。4、政策推进不及预期:政策对于电价的管制始终存在,仍有可能因为经济发展不及预期等原因调整电价政策。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-11-04 5.70 7.36 33.33% 6.02 5.61%
6.13 7.54% -- 详细
事项: 2019前三季度,公司合并营业收入为 1272.3亿元,较上年同期上升 0.99%; 营业成本为 1071.4亿元,较上年同期下降 2.81%; 毛利率达 15.8%,同比去年同期提升 3.3pct; 利润总额为 88.8亿元,较上年同期上升 122.8%; 实现归属母公司的净利润 53.9亿元,较上年同期上升 171.0%;每股收益为 0.32元,较上年同期增加 0.20元。 评论: 煤价和增值税率下降, 提升毛利率。 公司第三季度毛利率为 14.6%,同比提升3.4pct。毛利率提升主要得益于: 1、煤价下跌,燃料成本减少。 2019Q3,全国电煤平均价格 488元/吨,较去年同期下跌 7.1%; 2019Q3公司售电单位燃料成本为 219.83元/兆瓦时,同比下降 6.4%,基本与全国电煤价格趋势保持一致。 煤价下跌减少营业成本 14亿元, 2、 增值税率下调,提升税前电价。 2019Q3,含税电价为 0.4144元/千瓦时,与去年同期基本持平。 2019年 4月 1日企增值税率由 16%下调至 13%,税前电价提升约 9厘/千瓦时。 税前电价提升增加公司营业收入约 9.5亿元。 需求疲软叠加外来电挤压,公司发电量显著下滑。 2019Q3,公司发电量 1068亿千瓦时,同比下滑 8.3%。主要原因如下: 1、装机占比较高的山东、江苏、河南、广东、浙江等地电量需求增速较为疲软。 2、 核电发电量大幅增长,挤占火电发电空间。 2018年初以来,全国共投产 9台核电机组。其中,山东 2台、江苏 2台、广东 3台、浙江 2台。因此,公司位于山东、江苏、广东、浙江的电力机组深受核电增长的挤压。 3、 山东、江苏、浙江外来电大幅增加,特别是扎鲁特-青州、上海庙-山东特高压投运以后,山东接收外购电量大幅增长,对当地火电发电量产生挤压。电量减少公司营业收入 23.5亿元,减少营业成本 14亿元。 投资收益大增,大士能源盈利减少。 2019Q3,受益公司参股核电发电量增长、火电盈利能力提升以及深圳能源业绩增长,公司投资收益 4.3亿元,同比提升6.6亿元。 大士能源营收、成本均大幅增长,营收、成本较去年同期分别增长约 15.5亿元、 18亿元,盈利能力下降。 煤价持续回落叠加浮动机制提升火电估值。 1-9月份,原煤产量 27.4亿吨,同比增长 4.5%;进口煤炭 2.5亿吨,同比增长 9.8%;火电发电量量同比仅增长0.5%, 煤价供需向宽松发展。 2019Q1-Q3, CCTD 广州港进口动力煤(Q5500)到岸价同比下跌 18.5%,进口煤价格优势巨大。 2019年, 公司进口煤采购比例预计为 25%, 料将充分受益外围煤价下跌。 国常会取消煤电标杆电价,实行“基准价+浮动”机制,有助于推得动火电板块提升议价权,恢复合理收益率,火电盈利能力趋于稳定,资产转优。 盈利预测、估值及投资评级。 由于电量下滑幅度较大, 我们预计公司 2019-2021的归母净利润分别为 54.7亿元、 83.4亿元、 106.8亿元(原预测值 56亿元、91.0亿元、 130.4亿元),同比增长 279.9%、 52.6%、 28.0%, 对应 EPS 为 0.35、0.53、 0.68元/股, 对应 PE 为 16.6、 10.9、 8.5倍,对应 PB 为 1.19、 1. 13、 1.06倍。 参考 SW 火电板块可比公司 2019年平均 PB 为 1.1倍, 给予龙头公司 2019年 1.5倍 PB, 调整目标价至 7.36元,维持“强推”评级。 风险提示: 煤价上涨; 电价下调;利用小时不及预期。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-28 5.86 -- -- 5.89 0.51%
6.13 4.61% -- 详细
事件描述 公司发布2019年三季报:2019年1-9月,公司实现营业收入1272.32亿元,同比增长0.99%;实现归母净利润53.89亿元,同比增长170.95%。 事件评论 电价同比提升及海外业务贡献增量,或助公司成功抵消电量下滑影响。受限于全社会用电需求回落、清洁能源出力增加以及部分地区控煤和外来电增加影响,公司境内电厂2019年前三季度累计完成发电量3021.87亿千瓦时,同比下降7.52%,完成售电量2879.89亿千瓦时,同比下降6.44%,其中三季度煤机发电量同比减少7.89%,为公司发电量同比减少的主要来源。尽管如此,前三季度公司营业收入仍实现同比正增长,主要原因或在于:1)前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价0.41769元/千瓦时,同比增长0.14%;2)新加坡业务或有改善,以及巴基斯坦项目并表一定程度上贡献收入增量。 成本下降叠加投资收益激增,前三季度业绩改善显著。前三季度公司营业成本1071.42亿元,同比减少2.81%,电量减少叠加煤价走低所带来的燃料成本减少或系成本下降关键:1-9月中国电煤价格指数平均值497.10元/吨,相较上年同期降低36.99元/吨,降幅达到6.93%。同时,受益于公司对深圳能源、海南核电等公司长期股权投资的投资收益增加,同期投资收益大增9.95亿元,增幅达589.89%。在收入增加而成本下移、投资收益大增的背景下,公司前三季度业绩同比大增170.95%。由于汛期水电一定程度挤压火电发电空间,三季度单季公司境内运行电厂累计完成发电量1068.12亿千瓦时,同比下降8.31%,但得益于综合电价提升和海外业务或有所改善,三季度公司仍实现营收438.15亿元,同比增长1.18%。公司自身发电量减少从而使得三季度耗煤量将同步下降,叠加同期中国电煤价格指数同比减少37.43元/吨,三季度公司营业成本同比下降2.74%。此外,投资收益单季同比增长6.56亿元对于公司业绩增长同样发挥积极的重要作用。与二季度相比,公司毛利率同比提升0.53个百分点,盈利能力再度改善。 投资建议及估值:根据公司最新财务数据,我们调整公司盈利预测,预计公司2019-2021年EPS分别为0.35元、0.52元和0.65元,对应PE分别为16.57倍、11.02倍和8.78倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1.煤价出现非季节性上涨风险; 2.电力供需恶化风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 6.00 7.53 36.41% 5.86 -2.33%
6.13 2.17%
详细
投资建议:受益于税后电价上涨及煤价下降,公司Q3业绩略超预期,上调2019-2021年eps预测至0.38、0.50、0.57元(调整前分别为0.34、0.47、0.55元),考虑公司为国内火电龙头,给予19年略高于行业平均的22倍PE,维持目标价7.53元,维持增持。 事件:公司发布2019年三季报,Q3单季营收1272.3亿元,同比增长1.2%;归母净利15.7亿元,同比扭亏为盈(2018Q3为-1.4亿)。业绩略超预期。 境内收入下降,境外收入增加,Q3营收同比略增。1)境内电力收入同比减少约14亿:电量方面,Q3上网电量1029.6亿千瓦时,同比下降6.0%,主要由于山东地区火电下滑显著(同比-67亿千瓦时,-24.5%),原因是山东电网2019年接受外送电比例提升,外电入鲁挤压当地火电。电价方面,受益于增值税率由16%降至13%,税后电价同比提升0.9分/度(同比+2.6%)。2)境外收入同比增加15亿以上:预计2018年底并表的巴基斯坦项目Q3贡献收入12-14亿(贡献毛利约3亿),同时预计新加坡收入增加3-4亿。 燃料成本下降叠加投资收益增长,Q3业绩同比大幅改善,H股股息率有望超过7%。预计Q3单位燃料成本同比下降5-6%,受益于煤价下降,Q3毛利率为14.6%,同比提升3.4个百分点,毛利同比增加15.6亿元;同时Q3投资收益同比增长6.5亿(按权益法核算的对于深能股份等公司长期股权投资投资收益增加),因此Q3实现归母净利15.7亿元,同比扭亏为盈。我们预计全年业绩有望超过55亿元,按照不低于70%的分红承诺计算,H股股息率有望超过7%。 风险因素:用电需求不达预期、煤价上涨超预期。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 6.00 6.50 17.75% 5.86 -2.33%
6.13 2.17%
详细
三季度业绩符合预期。根据公告,2019年前三季度,公司实现营业收入1272.3亿元,同比上涨1.0%;实现归母净利润53.9亿元,同比增长171.0%;基本每股收益为0.32元。单看三季度,公司营收和归母净利润分别同比增长1.2%和1190.5%。公司业绩大幅提升,基本符合预期。 发电量同比下降,盈利增长主要受益于煤价下行、电价改善叠加投资收益提升。公司发电量负增长,但受益于煤价下行和电价改善,确保火电盈利大幅提升。根据公告,前三季度,公司发电量同比下滑,主要受全社会用电量增幅回落、水电和新能源发电增加等因素影响。2019年第三季度,公司中国境内完成发电量1068.1亿千瓦时,同比下降8.3%,完成售电量1029.6亿千瓦时,同比下降6.0%。煤价方面,公司进口煤占比约20%,进口煤价大幅下降,国内现货煤价同比小幅下降,助推燃料成本改善。电价方面,受益于增值税从16%降至13%,公司燃煤机组上网电价间接提升。2019年前三季度,公司中国境内电厂平均上网结算电价417.69元/兆瓦时,同比增长0.14%。此外,公司投资收益较上年同期上升9.95亿元,主要由于公司对按权益法核算的深能股份、海南核电等联营及合营公司投资收益同比增加。 火电盈利改善可持续,风电有望成为新的利润增长点。截至2019年9月30日,公司可控发电装机1.06亿千瓦,权益装机0.94亿千瓦。火电机组中装机超过50%是60万千瓦及以上的大型机组,火电机组主要分布在沿海沿江地区和电力负荷中心区域,机组利用率高且动力煤运输便利。火电机组有望充分发挥低价进口煤的优势,燃料成本可控。考虑到电厂和港口煤炭库存创历史新高,宏观经济运行稳中偏弱,存量火电机组的利用效率提升。预计后市煤价仍将进一步下行,公司火电占比高,具有煤价高弹性特点,有望受益于煤价下行。同时,公司加大力度精简项目审批流程,积极开发盈利较好的陆上风电和海上风电项目。公司的陆上风电项目及海上风电项目均位于资源丰富地带,随着国网公司投建的特高压项目相继投产,有望解决公司风电消纳的后顾之忧。依托公司的低融资成本优势,将风电打造成公司新的利润增长点。 火电龙头具有强防御性,高分红高股息值得期待。公司作为火电龙头,是市场上难得的低PB+高业绩弹性标的。目前公司PB为1.19,考虑到火电盈利处于改善通道,PB修复和ROE提升可期,公司有望在当前时点展现出较强的防御属性。另一方面,公司机组主要分布在电热负荷中心,供需格局好,业绩弹性在火电企业处于较高水平。未来在煤价走弱、利用小时数稳中有升、市场化交易电价折价缩窄的基础上,公司业绩复苏趋势和幅度有望优于行业平均水平。公司现金流好,在政府严控新增装机的背景下,后续资本开支较小,持续性分红有保障。公司承诺每年现金分红不少于可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元,高分红高股息值得期待。 电改稳步推进,公司积极布局长期有望从中受益。2019年6月,国家发改委和能源局联合发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,指出要全面放开经营性电力用户发用电计划。近日,国务院出台新政,从2020年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将现行标杆上网电价机制,改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,明年暂不上浮。随着市场化进一步放开,从长远来看,有助于改善发电企业的现金流和盈利状况,也有助于减小业绩波动。公司积极适应电力市场化改革,根据公司公告,旗下的销售公司开始运营;2019年前三季度,公司结算市场化交易电量1464.7亿千瓦时,交易电量比例为51.2%,比去年同期增加10.9个百分点。市场化竞争趋于白热化,公司提前布局,同时拥有装机容量高、环保和能耗达标且报价低的大型机组,具有核心竞争力。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价6.5元。我们预计公司2019-2021年的收入增速分别为4.5%、5.0%、4.0%,归母净利润分别为62.9亿元、74.6亿元和88.4亿元,看好公司业绩的改善。 风险提示:上网电价下调风险,全社会用电量增速低于预期,煤价持续高位,风电项目推进不及预期。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 6.00 -- -- 5.86 -2.33%
6.13 2.17%
详细
业绩大幅修复,符合市场预期 公司发布2019年三季报,公司实现营收1272.32亿元(同比+0.99%),营业成本1200.55亿元(同比-2%),归母净利润53.89亿元(同比+170.95%)。公司业绩符合市场预期,燃料成本的同比下降是公司业绩同比改善的主要因素。我们认为,未来煤炭供需将呈现相对宽松格局,煤价中枢震荡下行。作为火电行业龙头,具有规模优势以及更高的煤价弹性,我们预计公司2019-2021年EPS分别为0.36、0.45和0.53元,当前股价对应PE分别为16.1、12.7和10.9倍,公司是A股最纯粹的火电龙头标的,维持“推荐”评级。 发电量及售电量有所下降,市场化电量占比进一步增加 2019年前三季度发电量为3,021.87亿千瓦时(同比-7.52%),售电量为2,879.89亿千瓦时(同比-6.44%),单独看2019年第三季度,公司发电量同比下降8.31%,售电量同比下降5.99%。1)总体来看,全国用电量增幅较2018年同期出现明显回落;2)从用电结构来看,水电、风电、核电发电量增长较多,挤压了火电的发电空间;3)从区域来分析,广东、河南、山东、浙江等地区受需求下滑再加上控煤、外来电大幅增长等因素叠加影响,发电量出现较大负增长。2019年前三季度,公司结算市场化交易电量1,464.71亿千瓦时,交易电量比例为51.23%,比去年同期增加10.87个百分点。电力市场化电量占比不断提升的情况下,将利好龙头火电企业,带来行业整合的机会。 燃料成本下降带来业绩大幅修复,未来煤价维持边际宽松局面 2019年前三季度秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价均值为598.35元/吨,2018年同期的652.69元/吨(同比-8.32%)。2019年前三季度营业成本比2018年同期减少了24.56亿,燃料成本的下降正是公司业绩大幅修复的原因之一。2019年10月22日的煤价为569元/吨,比2019年前三季度煤炭均价还要低4.9%,当前“十三五”煤炭行业去产能主要目标任务基本完成,煤炭产量不断增加,整体供需处于宽松状态。而且2019年前三季度公司电厂平均上网结算电价为417.69元/兆瓦时(同比+0.14%),看好公司未来发展。 风险提示:电力需求不及预期,煤价走势不及预期,上网电价下调风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 6.00 -- -- 5.86 -2.33%
6.13 2.17%
详细
投资要点应包括公司基本特点、主要业务看点、研究员的投资逻辑和推荐依据、业绩预期、投资评级、估值分析、风险提示等核心内容。 要点应区分先后次序,重要的放在前面。要点 3-5个,总字数不超过1000字。 # 事件: summary 10月# 22日,公司发布 2019年三季报, 2019年前三季度公司实现营收 1,272.32亿元,同比+0.99%,归母净利润 53.89亿元,同比+170.95%;2019Q3公司实现营收 438.15亿元,同比+1.18%,归母净利润 15.69亿元,同比+1190.46%(18Q3亏损 1.44亿元)。对此我们点评如下: 售电量下滑 6.44%,不含税电价回升 2.29%。从售电量来看,19年前三季度售电量 2,879.89亿千瓦时,同比-6.44%,售电量下滑主要有三方面原因:1)全社会用电量增速中枢下行;2)水电利用小时大幅提升,挤压火电(1~9月水电利用小时同比+7%,火电利用小时同比-3%) ;3)山东、广东等地机组受外来电等因素影响,售电量出现大幅下滑(如山东售电量 610.76亿千瓦时,同比-10%;广东售电量161.38亿千瓦时,同比-17%) 。从电价来看,19年前三季度平均上网结算电价为417.69元/兆瓦时,同比+0.14%,由于增值税率的调整,经测算公司 19年前三季度不含税上网电价约 366.39元/兆瓦时,同比+2.29%。 煤价下行推动业绩大幅增长,中长期煤价趋势向下带动业绩持续改善。 2019年 1-9月,秦皇岛港动力末煤(Q5500)平仓价均价 598元/吨,同比-8.33%,同期公司销售毛利率 15.79%,同比回升 3.29pct,煤价下行带来毛利率显著回升,进而驱动业绩大幅增长。中长期来看,煤价与房地产投资完成额累计同比正相关,而在“房住不炒”叠加地产融资监管收紧背景下预计煤价趋势向下;同时煤炭产能向优质产地集中,煤炭开采行业固定资产投资完成额增速回升到 09年底水平(1-9月累计增速 26.1%),产能向优质产地集中趋势下煤价存在下行压力。 投资建议:给予“审慎增持”评级。公司是国内火电龙头,境内电厂主要位于沿海沿江地区和电力负荷中心区域,机组利用率高,煤价趋势下行背景下预计公司业绩将持续改善。我们预计公司 19-21年归母净利润 62.40亿,76.89亿,93.70亿元,同比增速分别为 334%、23%、22%,当前股价对应 19年-21年 PE 为 14.5倍,11.7倍、9.6倍,首次覆盖,给予“审慎增持”评级。 风险提示:电价下调风险,利用小时下降风险,煤炭价格波动风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-25 6.00 -- -- 5.86 -2.33%
6.13 2.17%
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公司发布 2019年三季度报告,2019年前三季度实现营业收入 1272.32亿元,同比增长0.99%;实现归母净利润 53.89亿元,同比增长 170.95%,符合申万宏源预期。 投资要点: 用电增速下降叠加水电冲击,三季度发电量跌幅扩大。公司 2019年前三季度完成发电量3021.87亿千瓦时,同比减少 7.52%,其中三季度发电量 1068.12亿千瓦时,同比减少8.31%,跌幅呈扩大趋势。一方面,年初以来我国用电增速逐季放缓,前三季度全国累计用电量同比增长 4.4%,增速较 2018年同期回落 4.5个百分点。另一方面,用电增速区域分化加剧,东部沿海省份用电增速显著低于中西部地区,叠加降雨偏多、跨省跨区送电规模扩大,东部地区本地机组利用小时数进一步受到压缩。公司沿海省份装机容量占比较高,故整体发电效率受影响较大。公司前三季度市场化交易电量比例达到 51.23%,较去年同期增加 10.87个百分点。值得注意的是,在发电量下滑、市场化交易占比提高的背景下,公司前三季度平均上网电价逆势增长 0.14%,反映出电力市场化交易参与者更为理性。 受益煤价下行及投资收益增加,三季度业绩改善显著。公司三季度单季实现归母净利润15.69亿元,而 2018年同期亏损 1.4亿元。盈利改善一方面源于煤价下行,前三季度全国平均电煤价格指数同比下降 6.9%,东部沿海省份受用煤需求下滑及低价进口煤影响跌幅居前,公司受益较为明显。三季度公司主营业务毛利率较 2018年同期提升 3.36个百分点。 盈利改善另一方面源于投资收益,公司今年三季度实现投资收益 4.28亿元,去年同期为亏损 2.29亿元,我们判断今年三季度投资收益增加一方面来自于参股的深圳能源业绩大幅好转,另一方面公司参股火电机组亦受益于煤价下行。 期待煤价逐渐回归合理区间,电价新政长期利好效率高的大机组。国庆前期安全检查趋严导致三季度煤价小幅反弹,但是三季度煤价整体仍然呈现“旺季不旺”态势。当前全国煤价较发改委绿色区间仍有较大距离,我们判断随着“三西”地区大型煤矿逐步投产、火电用煤需求减少,四季度煤炭供需趋于宽松,全国煤价仍处于下行通道,公司煤价业绩弹性有望进一步释放。今年 9月国家提出自明年 1月起取消煤电联动政策,实行基准电价+浮动电价机制,我们判断在电力市场化背景下,效率高、环保性能好的大机组具备明显优势,公司机组质地在全国性发电龙头中位居前列,长期看有望受益。 盈利预测:我们维持公司 2019-2021年归母净利润预测分别为 50.92、69.73、76.90亿元,对应 EPS 分别为 0.32、0.44和 0.49元/股。对应 PE 分别为 18、 13、12倍。公司作为全国性火电龙头,有望继续受益全国煤价下行,维持“增持”评级。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-24 5.84 6.33 14.67% 6.02 3.08%
6.13 4.97%
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19Q3业绩符合预期,火电龙头扬帆起航 19Q3公司实现营收438.2亿元(同比+0.5%),归母净利润/扣非归母净利润15.7/13.5亿元,同比大幅扭亏(18Q3为-1.4/-1.7亿元),电量环比大幅增加是驱动Q3业绩继续向好的主因。我们坚定认为长期煤炭供需依旧向宽松格局演变,公司有望充分受益于煤价下行。我们维持前期盈利预测,19~21年归母净利预计80/101/147亿,BPS5.75/6.03/6.52元,给予19年1.1-1.2倍目标PB,目标价6.33-6.90元,维持“增持”评级。 19Q3业绩符合预期,火电龙头逆周期属性凸显 19Q3公司实现营收438.2亿元(同比+0.5%),归母净利润/扣非归母净利润15.7/13.5亿元,同比大幅扭亏(18Q3为-1.4/-1.7亿元),在电量环比大幅增加的背景下,Q3业绩增长明显:1)Q3公司营收环比+16.0%,毛利率环比+0.5pct至14.6%,带动公司税前利润环比增加10.6亿元;2)资产减值损失环比增加3.0亿元,叠加投资收益下滑推动税前利润走低4.5亿,此外,期间费用增长约3.4亿;3)营业外收入环比+370%,系山东发电公司之子公司收到担保追偿款,推动税前利润增长1.4亿。 环比看,电量大幅增加是驱动Q3业绩向好的主因 1)收入端:受益于19Q3全社会用电需求可观+来水偏枯的影响,Q3发电量环比显著增加,根据公司公告,19Q3公司境内发电量/售电量环比+16.7%/+18.6%,叠加上网电价同比小幅下滑0.6%,驱动报告期内公司营收环比+16%;2)成本端:2019Q2/2019Q3秦港Q5500动力末煤均价为609/586元/吨,环比走低23元/吨,我们认为现货煤价走低利好公司燃料成本管控,19Q3公司毛利率环比上行0.5pct。 煤炭价格或将低位运行,火电龙头扬帆远航 受益于煤炭产能加速释放,叠加中游煤炭库存持续处于高位+下游电厂日耗温和,2019年以来煤价显著走低,2019Q1/Q2/Q3秦港Q5500动力末煤现货价分别为602/609/586元/吨,同比走低98/19/47元/吨,煤价旺季不旺,我们坚定认为煤炭长期供需依旧向宽松演变,未来煤价或将持平或继续走低。截至2019年中,公司84%的装机为燃煤发电机组,未来有望充分受益于煤炭价格低位运行。 维持盈利预测,维持“增持”评级 我们维持前期盈利预测,19~21年归母净利预计80/101/147亿,EPS0.51/0.64/0.94元,BPS5.75/6.03/6.52元,参考同类公司19EPB均值1.0x,考虑到公司龙头效应突出,可享受一定估值溢价,给予19年1.1-1.2倍目标PB,目标价6.33-6.90元,维持“增持”评级。 风险提示:煤价上行风险,电价调整风险,电量下行风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-24 5.84 -- -- 6.02 3.08%
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事件: 华能国际发布2019年三季报。2019年前三季度,公司营业收入1272亿元,同比增长1.0%;归母净利润53.9亿元,同比增长171%;EPS0.32元。其中2019Q3公司营业收入438亿元,同比增长1.2%;归母净利润15.7亿元,同比扭亏;EPS0.10元。 点评: Q3电量边际回暖,市场化比例进一步提升 电量方面,受部分区域电力需求下滑、控煤、外来电增长等因素影响,2019年前三季度公司境内电厂发电量3022亿千瓦时,同比下滑7.5%。分季度看,2019Q3公司境内电厂发电量1068亿千瓦时,同比下滑8.3%,降幅较2019Q2收窄3.6个百分点;环比增长16.7%,增速较2018Q3提升4.5个百分点。电价方面,2019年前三季度公司境内电厂平均上网电价0.418元/千瓦时,同比小幅增长0.1%。我们测算2019Q3公司境内电厂平均上网电价约0.414元/千瓦时,同比/环比分别下滑1.8/0.6个百分点,我们认为主要原因为市场化交易电量比例提升。2019年前三季度,公司境内电厂市场化交易电量比例51.2%,同比提升10.9个百分点,较2019H1亦增加4.2个百分点,电力市场化比例进一步提升。我们认为,在“基准价+上下浮动”的市场化机制公布后,二级市场对于电力股2020年的盈利预期过于悲观,实际影响仍有待进一步跟踪和观察。 煤价下行叠加基数效应,Q3业绩持续修复 2019Q3煤炭供需关系持续改善,煤价总体处于下行区间。以全国电煤价格指数为例,2019Q3全国电煤价格指数均值约488元/吨,同比/环比下降7.1%/1.5%。受益于成本改善,2019Q3公司毛利率14.6%,同比/环比增长3.4/0.5个百分点;单季度ROE1.8%,同比由负转正(2018Q3ROE-0.2%),环比增长0.4个百分点。考虑到成本改善,叠加去年同期的低基数效应(详见我们2018年10月的报告《三季度业绩低于预期,期待业绩弹性释放--华能国际(600011.SH)2018年三季报点评》),2019Q3公司归母净利润15.7亿元,同比扭亏(2018Q3亏损1.4亿元),环比增长34.8%。受2019Q3拉动,2019年前三季度公司归母净利润同比增长171%。 分红比例明确,股息吸引力提升 公司明确2018-2020年股东回报规划,在满足分红条件的前提下“每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元人民币”。我们以70%的现金分红比例测算,对应华能国际(A)、华能国际(H)2019E的股息率分别为4.3%、7.3%,股息回报可观。 盈利预测与投资评级 我们维持盈利预测,预计公司2019-2021年的归母净利润分别为55.1、71.1、81.6亿元,EPS分别为0.35、0.45、0.52元。当前股价对应华能国际(A)2019-2021年的PE分别为16、13、11倍,对应华能国际(H)2019-2021年的PE分别为10、7、6倍。公司作为火电龙头,盈利回升趋势确立,当前估值明显处于历史低位,重申华能国际(A)“买入”评级、华能国际(H)“买入”评级。 风险提示 上网电价超预期下行,动力煤价格超预期上涨,电力需求超预期下滑,汇兑损失过大,电力行业改革进度低于预期的风险等。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-24 5.84 -- -- 6.02 3.08%
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三季报: 营收同比+1%,归母净利 53.89亿元、同比+171% 前三季度, 公司营业收入 1272.32亿元,同比增 12.43亿元或 1%;营业成本 1071.42亿元,同比减 30.96亿元或 2.8%; 归母净利润 53.89亿元,同比增 171%; EPS 为 0.32元/股,同比增 167%。 Q3单季归母净利润 15.69亿元,去年同期为亏损 1.4亿元; Q1、 Q2单季归母净利润分别为 26.56、11.64亿元,分别同比增 14.16、 2.71亿元,增幅 114.3%、 30.3%。 前三季度发电量下滑 7.52%,平均含税电价同比+0.14% 前三季度,全社会用电量增幅较上年同期出现明显回落; 水电、风电、核电发电量增长较多,挤压火电发电空间;广东、河南、山东、浙江等地区受需求下滑、控煤、外来电大幅增长等因素叠加影响,发电量出现明显下滑。 前三季度公司境内电厂发电量 3021.87亿千瓦时,同比下降 7.52%; Q3单季发电量 1068.12亿千瓦时,同比下降 8.31%。 Q1、 Q2公司单季发电量分别同比下滑 0.45%、 11.86%, Q3降幅环比收窄。 前三季度公司市场化交易电量 1464.71亿千瓦时,交易电量比例为 51.23%,比去年同期增长 10.87个百分点;结合上半年数据测算, Q3单季市场化交易电量为 589亿千瓦时,占比 57%,相较上半年占比(47%)明显增大。 2019年前三季度境内电厂平均上网结算电价为 417.69元/兆瓦时,同比增长 0.14%; 在市场电占比明显扩大的同时,电价仍保持增长,我们认为市场化交易趋于理性,其折价在收窄。 此外, 19年 4月起,增值税税率从16%降低至 13%, 我们认为除税电价将因此明显提升。 营业成本降幅较低的原因可能是巴基斯坦项目并表 在境内电量明显下滑、电价小幅增长的情况下, 我们预计境内营收同比下降,总营收实现 1%增长的主要原因可能是海外业务(新加坡、巴基斯坦)的贡献。 Q3发电量同比下降 8.31%, 但单季营业成本同比仅下降 10.52亿元或 2.74%,我们认为主要原因可能并非单位燃料成本上升,而是巴基斯坦项目 2019年开始并表。上半年境内火电厂售电单位燃料成本同比下降5.57%,我们预计单位燃料成本的下降仍将是 19年全年业绩改善的主要驱动因素。 前三季度财务费用 85.24亿元,同比增加 6.5亿元; 投资收益较上年同期增加 9.95亿元,主要由于公司对深能股份、海南核电等联营及合营公司投资收益同比增加。 盈利预测: 我们预计公司 19-21年归母净利润为 58.52、 67.58、 77.35亿元,EPS 为 0.37、 0.43、 0.49元/股, P/E 为 15.4、 13.4、 11.7倍, P/B 为 1.22、1.21、 1.20倍。 维持“买入”评级。 风险提示: 动力煤价格上涨,电价下降,用电量增速下滑
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-10-22 5.79 -- -- 6.06 4.66%
6.13 5.87%
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事件描述 公司发布 2019年前三季度发电量完成情况:2019年前三季度,公司境内运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 3,021.87亿千瓦时,同比下降7.52%;完成售电量 2,879.89亿千瓦时,同比下降 6.44%。 事件评论 用电需求偏弱且火电发电空间受到挤压,公司发电量承压。2019年第三季度,公司境内运行电厂按合并报表口径累计完成发电量 1,068.12亿千瓦时,同比下降 8.31%;完成售电量 1,029.57亿千瓦时,同比下降 5.99%。从前三季度整体来看,公司完成发电量 3,021.87亿千瓦时,同比下降 7.52%,完成售电量 2,879.89亿千瓦时,同比下降 6.44%。 其中,公司前三季度实现煤机发电量 2764.94亿千瓦时,同比减少7.89%,为前三季度公司总发电量同比减少的主要来源。公司今年以来发电量出现同比下滑主要有以下几个原因: (1)1-9月我国全社会用电量同比增长 4.4%,增幅较上年同期回落 4.5个百分点; (2)水电、风电、核电发电量增长较多,挤压火电发电空间; (3)广东、河南、山东、浙江等地区受需求下滑、控煤和外来电大幅增长等因素叠加影响,相关省份的发电量出现较大负增长。 煤价持续下行,业绩改善之势有望延续。2019年前三季度,公司结算市场化交易电量 1,464.71亿千瓦时,交易电量比例为 51.23%,比去年同期增加 10.87个百分点。尽管公司市场化交易电量比例提升,但是前三季度公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 0.41769元/千瓦时,同比增长 0.14%。煤价方面,2019年 1-8月全国电煤价格指数平均值为 498.00元/吨,同比下降 37.57元/吨,降幅达到 7.02%,其中7-8月中国电煤价格指数中枢约 487.46元/吨,同比下降 40.00元/吨,降幅达 7.58%。煤价的显著走低有利于公司度电利润提升,对冲电量下行带来的负面影响。考虑到去年三季度业绩亏损,今年以来的煤价下行有望助力公司整体业绩延续上半年的改善之势。 投资建议及估值:根据公司最新经营数据,我们调整公司盈利预测,预计公司 2019-2021年 EPS 分别为 0.38元、0.62元和 0.81元,对应PE 分别为 15.48倍、9.36倍和 7.18倍,维持公司“买入”评级。 风险提示: 1. 煤价出现非季节性上涨风险; 2. 电力供需恶化风险。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-06 6.75 7.50 35.87% 7.04 4.30%
7.04 4.30%
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事件:根据公司半年报,2019年上半年实现归母净利润38.2亿元,同比增长79%,二季度实现归母净利润11.6亿元,同比增长30%。业绩同比大幅改善,基本符合预期。 不含税电价上调叠加进口煤价走弱,业绩持续高增。受二季度水电、核电出力增加及气温偏低影响,公司发售电量大幅下降。根据公告,2019年第二季度,公司境内电厂发、售电量分别完成915.4亿Kwh(-11.9%)和867.8亿Kwh(-11.5%)。同时,公司的市场化比例大幅提升。2019年上半年,公司市场化交易电量875.5亿千瓦时,市场化比例为47.1%,同比提高10个百分点。发售电量下降叠加市场化比例提升,无碍公司业绩高增。一方面,增值税下调及电价折扣缩窄推动不含税电价提升。根据公告,2019年上半年,公司平均上网结算电价(含税)为0.4195元/Kwh(+0.22%),主要是由于华东、广东及山东地区电力供需格局改善,市场化折扣缩窄。同时,从今年二季度开始,火电增值税从16%下调至13%,间接提升不含税上网电价约为0.8分/Kwh。另一方面,公司进口煤占比约20%,进口煤价大幅下降,国内现货煤价同比小幅下调,2019年上半年境内火电单位燃料成本223.8元/兆瓦时(-5.6%),确保火电盈利持续改善。此外,公司的投资收益同比上升85.2%,主要是由于按权益法核算的对于深能股份等公司长期股权投资投资收益增加。 火电盈利改善可持续,风电有望成为新的利润增长点。火电业务有望受益于煤价下行实现业绩高增长。煤炭供给侧改革彰显成效,政策出台系列措施促使煤价逐步回归绿色合理区间。从煤炭供需基本面看,目前库存处高位,煤价旺季不旺,铁路运价运量均有望改善,煤价步入中长期下行通道。同时,宏观经济运行稳中偏弱,预计2019年全社会用电量保持5%左右的中速增长,存量火电机组的利用效率提升。公司火电占比高,具有煤价高弹性特点,有望受益于煤价下行。同时,公司的电力市场价比重接近50%,后续市场化比例大幅增长的空间有限,综合上网电价有望保持平稳。同时,新领导入主华能,精简项目审批流程,积极开发盈利较好的陆上风电和海上风电项目。公司的陆上风电项目及海上风电项目均位于资源丰富地带,如果得到国网公司的特高压通道支持,解决风电消纳的后顾之忧。依托公司的低融资成本优势,有望通过自主开发和外延并购风电项目,将风电打造成为公司新的利润增长点。 煤价走弱叠加利用小时数提升和市场化电价折价缩窄,火电龙头盈利有望持续改善,公司的现金流较好,在政府严控新增装机的背景下,新的资本开支小,持续性分红有保障。根据公告,公司承诺每年现金分红不少于可分配利润的70%且每股派息不低于0.1元,今年的盈利形势向好,凸显其防御功能。此外,由于子公司华能洛阳热电投资的洛阳阳光热电申请破产清算,公司在二季度已计提减值2.4亿元,下半年进一步大幅减值的风险有所缓解。 投资建议:增持-A投资评级,6个月目标价7.5元。我们预计公司2019年-2021年的收入增速分别为8.0%、5.0%、5.4%,归母净利润分别为58.8亿元、78.2亿元和98.3亿元,看好公司业绩的改善。 风险提示:电价下调风险,全社会用电量增速低于预期,煤价持续高位。
华能国际 电力、煤气及水等公用事业 2019-08-06 6.75 -- -- 7.04 4.30%
7.04 4.30%
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受益煤价下跌,2019年上半年归母净利润同比增长79% 2019年上半年,公司实现收入834亿元,同比增长0.88%;归母净利润38.2亿元,同比增长79%;扣非归母净利润34.6亿元,同比增长80%;其中一季度扣非净利润24.8亿元,二季度扣非净利润9.8亿元。公司利润上升主要是单位燃料成本同比下降5.57%所致。 利用小时虽下滑,但煤价下跌利润弹性更大 利用小时、电价、煤价是影响火电盈利的核心三要素。利用小时↓:沿海省份受控煤、水电输入等原因,火电发电量增速下滑较多,公司浙江、广东、上海、福建,发电量分别同比下降18%、25%、16%、25%。整体上,公司上半年售电量同比下滑5.6%,控股装机增长1.6%,利用小时同比下滑7.6%。电价↑:2019年上半年市场交易电价略有提升,公司平均上网结算电价同比提升0.22%,叠加二季度增值税下调,扣税平均电价收入同比增长1.5%。煤价↓:2019年上半年全国平均电煤指数501元/吨,同比下滑6.8%;公司主要装机区域如山东、江苏、浙江、广东等地,电煤指数分别下滑6.3%、10.2%、5.2%、9.7%,受此影响,公司2019年上半年售电单位燃料成本同比下降5.57%。 全国火电龙头,受益煤价下行利润弹性高 假设2019-2021年公司煤炭采购平均价格(折算成5500大卡)比2018年分别下降50/70/90元/吨,预计公司2019-2021年EPS为0.34/0.48/0.62元。公司为国内火电龙头企业,机组质量优良、区位优势显著。电厂高库存煤价仍有下行压力,增值税由16%下调至13%让利火电企业,公司盈利有望回升,预计公司2019年ROE有望提升至6.0%,结合公司历史估值,给予A/H股2019年PB1.5/1.0倍,对应A/H股合理价值8.5元/股、6.6港币/股,给予A/H股“买入”评级。 风险提示:煤炭价格上涨风险;电力需求不及预期;电价下调风险。
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*说明:

1、“起评日”指研报发布后的第一个交易日;“起评价”指研报发布当日的开盘价;“最高价”指从起评日开始,评测期内的最高价。
2、以“起评价”为基准,20日内最高价涨幅超过10%,为短线评测成功;60日内最高价涨幅超过20%,为中线评测成功。详细规则>>
3、 1短线成功数排名 1中线成功数排名 1短线成功率排名 1中线成功率排名